Композиции и способы разжижения флюидов для гидроразрыва

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F. Флюид на водной основе для обработки пласта, содержащий: воду, по меньшей мере, одно гелеобразующее средство, по меньшей мере одно сшивающее средство и указанную выше водную неэмульгированную разжижающую композицию. Способ поддержания сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта, включающий объединение указанной выше водной неэмульгированной разжижающей композиции с флюидом на водной основе для обработки пласта, содержащим по меньшей мере, одно гелеобразующее средство и по меньшей мере, одно сшивающее средство. Способ разрыва подземного пласта, включающий нагнетание в подземный пласт в условиях разрыва указанного выше флюида на водной основе для обработки пласта и указанной выше водной неэмульгированной разжижающей композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы Технический результат – повышение эффективности обработки. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил., 7 пр.

 

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям, которые препятствуют восстановлению флюидов для обработки пласта на водной основе, и способам использования разжижающих композиций для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Гидравлический разрыв является методикой, обычно используемой для стимуляции добычи нефти и газа из подземных геологических пластов с низкой проницаемостью. Способ проводят бурением скважины, которая пронизывает пласт и обеспечивает достаточно свободный путь, чтобы углеводороды достигли поверхности. В таких обработках флюиды на водной основе для обработки пласта (также известные как флюиды для гидроразрыва) вводят в подземный пласт под достаточным давлением и при наличии достаточной вязкости для создания разрывов в пласте и для распространения этих разрывов в пласте. Флюиды на водной основе для обработки пласта могут содержать погруженные расклинивающие наполнители, такие как песок или спеченный боксит для того, чтобы после просачивания флюида на водной основе для обработки пласта в пласт разрывы закрывались под воздействием расклинивающих наполнителей для сохранения разрывов в открытом состоянии для повышенной проницаемости.

При использовании конкретных флюидов для обработки пласта на водной основе высокая вязкость этих флюидов должна поддерживаться при создании и распространении разрывов, чтобы способствовать перемещению расклинивающих наполнителей к самым отдаленным участкам разрывов. Однако после захвата расклинивающих наполнителей в разрывах, желательно, чтобы вязкость флюида на водной основе для обработки пласта быстро снижалась для обеспечения противотока флюида через разрывы возле расклинивающих наполнителей и обратно в ствол скважины. Композиции, используемые для снижения вязкости флюидов для гидроразрыва, обычно называются ʺразжижителиʺ или ʺразжижающие жидкостиʺ.

Разжижитель можно добавлять в разрывы извне, т.е. отдельно от флюида для гидроразрыва. Альтернативно, внутренний разжижитель можно включать в исходный флюид для гидроразрыва. Такие разжижители предпочтительно имеют профиль разжижения с задержкой, чтобы флюид для гидроразрыва не разжижался преждевременно (перед тем как флюид для гидроразрыва ввели на достаточное расстояние в разрыв) или слишком поздно (вызывая медленное извлечение флюида для гидроразрыва и/или вытеснение расклинивающего наполнителя).

Разжижители ранее включали окислители, кислоты и ферменты, которые разжижают структуру полимерного геля флюидов для гидроразрыва.

Патент США №3922173 направлен на способы получения регулируемого снижения вязкости водных гелей, когда трет-бутилгидропероксид используют в качестве разжижителя.

Патент США №5447199 направлен на разжижители, содержащие органические пероксиды, которые имеют растворимость в воде приблизительно 1 г/100 г или менее.

Патент США №8383557 направлен на разжижающие композиции в виде эмульсий масло в воде.

Публикация патента США №2008/0202758 направлена на разжижающие композиции, которые содержат органический пероксид и разбавитель, содержащий органический растворитель.

Публикация патента США №2011/0247821 направлена на разжижающие композиции, содержащие окислительные компоненты и сложноэфирные компоненты.

Публикация патента США №2013/0324445 направлена на разжижающие композиции, которые представляют собой микроэмульсии или наноэмульсии.

Общей проблемой с разжижителями является возможное ʺвосстановлениеʺ флюида для гидроразрыва. Даже хотя флюид для гидроразрыва имеет пониженную вязкость при температурах в забое скважины после разжижения, флюид ʺвосстанавливаетсяʺ или его вязкость увеличивается при охлаждении. Это вызывает большие сложности при удалении флюидов из разрывов к поверхности. Остается потребность в разжижающих композициях и способах, которые предотвращают, замедляют и/или значительно препятствуют восстановлению флюидов для гидроразрыва при операциях обработки подземных пластов, когда температура снижается.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разжижающим композициям и способам использования композиций вместе с флюидами для обработки пласта на водной основе (также называемыми ʺфлюиды для гидроразрываʺ, ʺжидкости для гидроразрываʺ или ʺводные гели высокой вязкостиʺ). Авторами настоящего изобретения было обнаружено, что разжижающие композиции, содержащие по меньшей мере один пероксид, могут предотвращать восстановление флюида на водной основе для обработки пласта, когда температура флюида на водной основе для обработки пласта снижается. Например, было обнаружено, что флюиды на водной основе для обработки пласта, которые объединяли с разжижающими композициями, содержащими трет-бутилгидропероксид и воду, только частично ʺвосстанавливаютсяʺ после снижения температуры флюида на водной основе для обработки пласта с 180-250°F до комнатной температуры. Кроме того, неожиданно было обнаружено, что флюиды на водной основе для обработки пласта, которые объединяли с разжижающими композициями, содержащими трет-бутилгидропероксид и по меньшей мере один спирт (например, пропиленгликоль и/или трет-бутиловый спирт), могут поддерживать пониженную вязкость, так что никакого восстановления или по существу никакого восстановления не наблюдают после снижения температуры флюида на водной основе для обработки пласта с 180-250°F до комнатной температуры.

Флюиды на водной основе для обработки пласта, которые объединяли с трет-бутилгидропероксидом и по меньшей мере одним спиртом, выбранным из группы, состоящей из пропиленгликоля, трет-бутилового спирта и глицерина, или по меньшей мере одним сахаридом, выбранным из группы, состоящей из моносахаридов и дисахаридов, таких как фруктоза и сахароза, являются предпочтительными.

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к разжижающей композиции для использования в флюиде на водной основе для обработки пласта, причем разжижающая композиция содержит, состоит по существу из или состоит из

воды;

по меньшей мере одного пероксида (например, трет-бутилгидропероксида) и

необязательно по меньшей мере одного спирта (например, пропиленгликоля и/или трет-бутилового спирта),

при этом по меньшей мере один пероксид и по меньшей мере один необязательный спирт находятся в количествах, эффективных для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F (ʺтемпература разжиженияʺ) и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F до температуры ниже температуры разжижения, предпочтительно до комнатной температуры.

Варианты осуществления настоящего изобретения также относятся к флюиду для обработки пласта на водной основе, содержащему, состоящему главным образом из или состоящему из

воды;

по меньшей мере одного гелеобразующего средства;

по меньшей мере одного сшивающего средства и

разжижающей композиции, которая содержит, состоит главным образом из или состоит из

воды;

по меньшей мере одного пероксида (например, трет-бутилгидропероксида) и

необязательно по меньшей мере одного спирта (например, пропиленгликоля и/или трет-бутилового спирта),

при этом по меньшей мере один пероксид и по меньшей мере один необязательный спирт находятся в количествах, эффективных для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F (ʺтемпература разжиженияʺ) и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F до температуры ниже температуры разжижения, предпочтительно до комнатной температуры.

Варианты осуществления настоящего изобретения также относятся к способу поддержания сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта, при этом указанный способ включает, состоит главным образом из или состоит из

объединения разжижающей композиции с флюидом на водной основе для обработки пласта,

при этом флюид на водной основе для обработки пласта содержит воду, по меньшей мере одно гелеобразующее средство и по меньшей мере одно сшивающее средство,

при этом разжижающая композиция содержит, состоит главным образом из или состоит из

воды;

по меньшей мере одного пероксида (например, трет-бутилгидропероксида) и

необязательно по меньшей мере одного спирта (например, пропиленгликоля и/или трет-бутилового спирта),

при этом разжижающая композиция обеспечивает снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре разжижения 90-300°F (например, 100-280°F, или 170-230°C, или 180-250°F, или 200-240°C), и

при этом разжижающая композиция обеспечивает поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта в течение некоторого периода времени (например, по меньшей мере одного часа) после снижения температуры с 90-300°F предпочтительно до комнатной температуры.

Варианты осуществления настоящего изобретения также относятся к способу разрыва подземного пласта включающему, состоящему главным образом из или состоящему из стадий

введения в подземный пласт в условиях разрыва флюида на водной основе для обработки пласта и разжижающей композиции,

при этом флюид на водной основе для обработки пласта содержит гелеобразующее средство и сшивающее средство,

при этом разжижающая композиция содержит, состоит главным образом из или состоит из

воды;

по меньшей мере одного пероксида (например, трет-бутилгидропероксида) и

необязательно по меньшей мере одного спирта (например, пропиленгликоля и/или трет-бутилового спирта),

при этом разжижающая композиция обеспечивает снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F (например, 100-280°F, или 170-230°C, или 180-250°F, или 200-240°C), и

при этом разжижающая композиция обеспечивает поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F предпочтительно до комнатной температуры.

Флюиды на водной основе для обработки пласта, которые объединяли с трет-бутилгидропероксидом и по меньшей мере одним спиртом, выбранным из группы, состоящей из пропиленгликоля и трет-бутилового спирта, или по меньшей мере одним сахаридом, выбранным из группы, состоящей из моносахаридов и дисахаридов, включая фруктозу и сахарозу, являются предпочтительными, как и способы предотвращения восстановления при помощи таких флюидов для обработки пласта на водной основе.

ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Фиг. 1-3 относятся к примерам 1-3, соответственно. Фиг. 4-7 относятся к примерам 4-7, соответственно.

Фиг. 1 и пример 1 показывают, что по существу никакого восстановления флюида для гидроразрыва не наблюдали, когда разжижающая композиция содержала трет-бутилгидропероксид и пропиленгликоль.

Фиг. 2 и пример 2 показали, что частичное ингибирование восстановления флюида для гидроразрыва наблюдали, когда разжижающая композиция содержала трет-бутилгидропероксид и не содержала спирт.

Фиг. 3 и пример 3 показали, что по существу полное восстановление флюида для гидроразрыва наблюдали, когда разжижающая композиция содержала персульфат аммония.

Фиг. 4 соответствует примеру 4 и показывает полное разжижение при 230°F и отсутствие восстановления, когда композиция содержала трет-бутилгидропероксид и глицерин.

Фиг. 5 соответствует примеру 5 и показывает полное разжижение при 230°F отсутствие восстановления, когда композиция содержала трет-бутилгидропероксид и фруктозу.

Фиг. 6 соответствует примеру 6 и показывает полное разжижение при 230°F и отсутствие восстановления, когда композиция содержала трет-бутилгидропероксид и сахарозу.

Фиг. 7 соответствует примеру 7 и показывает полное разжижение при 230°F отсутствие восстановления, когда композиция содержала трет-бутилгидропероксид и трет-бутиловый спирт.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ʺФлюид на водной основе для обработки пластаʺ, или ʺразрывающий флюидʺ, или ʺфлюид для гидроразрываʺ используются в данном документе взаимозаменяемо для обозначения флюида, пригодного для использования при гидроразрыве, гравийной набивке и/или кислотной обработке флюидами и т. п. В частности, флюид на водной основе для обработки пласта пригоден для использования в процессах гидравлического разрыва для добычи нефти и газа, в том числе, гидроразрыва.

ʺРазжижительʺ, ʺразжижающая композицияʺ или ʺразжижающий флюидʺ используются в данном документе для обозначения композиции, которая обеспечивает снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта. В более широком понимании разжижители могут функционировать любым пригодным образом, например, с помощью разрушения гелеобразующих средств (также называемых полимерами, увеличивающими вязкость) во флюиде на водной основе для обработки пласта, повреждая сшивки, разрывая полимерную цепь и т. п., или с помощью других механизмов, в том числе, механизмов, специфических для конкретного разжижителя, разжижающей композиции или разжижающего флюида.

Применяемая в данном документе ʺвязкостьʺ имеет свое обычное значение: мера внутреннего сопротивления флюида (или мера трения флюида). Флюид с более высокой вязкостью является ʺболее густымʺ, чем флюид с более низкой вязкостью. Соответствующие вязкости флюида на водной основе для обработки пласта во время гидроразрыва и извлечения флюида на водной основе для обработки пласта легко определяются специалистом в данной области.

Применяемое в данном документе ʺразжижениеʺ флюида на водной основе для обработки пласта означает снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта. Разжижение обычно происходит из-за разложения, разрушения или расщепления полимера во флюиде на водной основе для обработки пласта. Например, полимер может разлагаться на меньшие соединения, или плотность сшивок полимера может снижаться, или молекулярный вес полимера может снижаться, вызывая снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта.

Применяемая в данном документе ʺтемпература разжиженияʺ относится к температуре или температурам, при которых происходит разжижение, т.е. одной или нескольким температурам от приблизительно 90°F до приблизительно 300°F, или от приблизительно 100°F до приблизительно 280°F, или от приблизительно 170°F до приблизительно 230°F, или от приблизительно 180°F до приблизительно 250°F, или от приблизительно 200°F до приблизительно 240°F.

Применяемая в данном документе ʺкомнатная температураʺ относится к температуре от приблизительно 20°C до приблизительно 30°C (от приблизительно 68°F до приблизительно 86°F), более предпочтительно приблизительно 25°C (приблизительно 77°F).

Как используется в данном документе, если не указано иное, значения составляющих или компонентов композиций выражаются в весовом проценте или проценте по весу каждого ингредиента композиции.

После завершения гидроразрыва при высоких температурах флюиды на водной основе для обработки пласта с высокой вязкостью необходимо разрушить при помощи разжижителя для обеспечения потока газа и нефти из разорванной породы, которую удерживают от смыкания с помощью расклинивающего наполнителя. Общей проблемой разжижителей является то, что флюид на водной основе для обработки пласта обычно ʺвосстанавливаетсяʺ или его вязкость повышается при охлаждении. Существует потребность в разжижителях, которые предотвращают или ингибируют восстановление флюидов для гидроразрыва в операциях подземной обработки пластов, когда температура снижается, чтобы флюиды можно было эффективно возвращать из разрывов к поверхности.

Один аспект настоящего изобретения относится к разжижающей композиции для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, причем разжижающая композиция содержит, состоит главным образом из или состоит из воды; по меньшей мере одного пероксида и необязательно по меньшей мере одного спирта. После поддержания вязкости флюида на водной основе для обработки пласта на относительно высоком уровне в течение некоторого периода времени для выполнения желаемой степени разрыва в подземном пласте и/или для осаждения расклинивающего наполнителя в разрывах, разжижающая композиция затем ʺразжижаетʺ флюид на водной основе для обработки пласта, например, путем разрушения полимера (или ʺгелеобразующего средстваʺ) во флюиде для гидроразрыва, при температуре разжижения 90-300°F. После последовательного снижения температуры флюида на водной основе для обработки пласта до температуры ниже температуры разжижения (например, после снижения температуры на 10°F, или 20°F, или 30°F, или 40°F, или 50°F, или 60°F, или 70°F, или 80°F, или 90°F, или 100°F, или 110°F, или 120°F, или 130°F, или 140°F, или 150°F, или 160°F, или 170°F, или 180°F, или 190°F, или 200°F, или более ниже температуры разжижения), разжижающие композиции настоящего изобретения могут поддерживать, или по существу поддерживать пониженную вязкость ʺразжиженногоʺ флюида на водной основе для обработки пласта в течение период времени так, что не наблюдают восстановления или по существу не наблюдают восстановления или наблюдают только частичное восстановление.

Концентрацию пероксида(-ов) в разжижающей композиции можно выбрать и контролировать таким образом, чтобы придать необходимые характеристики и профиль ʺразжиженияʺ конкретного процесса или ситуации скважинного гидроразрыва. В частности, пероксид присутствует в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта, когда он имеет ʺтемпературу разжиженияʺ от 90°F до 300°F. флюиды на водной основе для обработки пласта можно составлять так, что разжижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта проявляется в пределах диапазона ʺтемпературы разжиженияʺ от приблизительно 90°F до приблизительно 300°F, или от приблизительно 100°F до приблизительно 280°F, или от приблизительно 170°F до приблизительно 230°F, или от приблизительно 180°F до приблизительно 250°F, или от приблизительно 200°F до приблизительно 240°F в различных вариантах осуществления настоящего изобретения. Согласно конкретным вариантам осуществления флюид на водной основе для обработки пласта имеет исходную (ʺперед разжижениемʺ) вязкость в диапазоне от приблизительно 1000 сантипуаз (спз) до приблизительно 3500 спз перед разжижением разжижающей композицией. Разжижение происходит при одной или нескольких ʺтемпературах разжиженияʺ в диапазоне 90-300°F (например, одной или нескольких температурах в диапазоне 100-280°F, или 170-230°C, или 180-250°F, или 200-240°F). Разжижение приводит к сниженной вязкости ʺпосле разжиженияʺ флюида на водной основе для обработки пласта от приблизительно нуля спз до приблизительно 250 спз, или от приблизительно 0,1 спз до приблизительно 250 спз, или от нуля спз до приблизительно 125 спз, или от приблизительно 0,1 спз до приблизительно 125 спз, или от нуля спз до приблизительно 75 спз, или от приблизительно 0,1 спз до приблизительно 75 спз, или от нуля спз до приблизительно 10 спз, или от приблизительно 0,1 спз до приблизительно 10 спз, или от приблизительно 0,2 спз до приблизительно 10 спз при 40 с-1 (постоянная скорость сдвига) после того, как разжижающая композиция обеспечила снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта. Вязкость предпочтительно определяют согласно API RP 39 (ʺRecommended Practices on Measuring the Viscous Properties of a Cross-Linked Water-Based Fracturing Fluidʺ, API Recommended Practice 39, 3rd Edition, May 1998), который включен в настоящий документ ссылкой.

Пероксид(-ы) в разжижающей композиции могут включать любой пероксид, эффективный для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта. Пероксидом(-ами) может быть пероксид водорода, неорганический пероксид и/или органический пероксид. В одном аспекте настоящего изобретения пероксидом является устойчивый при комнатной температуре органический пероксид (т. е. органический пероксид, который не проявляет значительное разрушение или разложение при хранении при 25°C в отсутствие веществ, отличных от других инертных растворителей). В другом аспекте пероксид является водорастворимым. Пероксид может характеризоваться растворимостью в воде более 1 г/100 г воды при комнатной температуре и атмосферном давлении. Например, пероксид может характеризоваться растворимостью от 3 г/100 г воды до 18 г/100 г воды, или от 5 г/100 г воды до 18 г/100 г воды, или от 5 г/100 г воды до 10 г/100 г воды, или от 3 г/100 г воды до 10 г/100 г воды, или от 3 г/100 г воды до 5 г/100 г воды, при комнатной температуре и атмосферном давлении. Растворимость можно измерять при помощи йодометрического титрования, как, например, описано Arthur Vogel в Vogel's Textbook of Quantitative Chemical Analysis, 5th ed., 10.110, 384-87, Longman Scientific & Technical 1989. Предпочтительно пероксид является водорастворимым и устойчивым при комнатной температуре.

Согласно конкретным вариантам осуществления разжижающая композиция содержит от 0,1 до 20% и предпочтительно от 1% до 10% пероксида в воде. Например, разжижающая композиция может содержать от 2% до 10% пероксида, или от 2% до 8% пероксида, или от 3% до 8% пероксида, или от 4% до 8% пероксида, или от 4% до 7% пероксида, или приблизительно 5% пероксида в воде.

Пригодные пероксиды включают, например, диацилпероксиды, пероксиэфиры, монопероксикарбонаты, пероксикетали, гидропероксиды (в том числе алкилгидропероксиды и арилгидропероксиды), пероксидикарбонаты, кетонпероксиды, эндопероксиды и диалкилпероксиды. Можно использовать комбинации различных пероксидов, в том числе комбинации различных органических пероксидов.

Пригодные пероксиэфиры могут включать без ограничения: ди-трет-бутилдипероксифталат; ди-трет-амилдипероксифталат; трет-бутилпероксибензоат; трет-амилпероксибензоат; трет-бутилпероксиацетат; трет-амилпероксиацетат; 2,5-ди(бензоилперокси)-2,5-диметилгексан; трет-бутилпероксималеат; трет-амилпероксималеат; трет-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-бутилпероксиизобутират; трет-амилпероксиизобутират; ди(трет-бутилперокси)фумарат; трет-бутилперокси(2-этилбутират); трет-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-амилперокси-2-этилгексаноат; 2,5-ди(2-этилгексаноилперокси)-2,5-диметилгексан; трет-бутилперокси-3,5,5-триметилгексаноат; трет-амилперокси-3,5,5-триметилгексаноат; 1,1-диметил-3-гидрокси-бутилперокси-2-этилгексаноат; трет-бутилперокси-3-карбоксипропионат; трет-амилперокси-3-карбоксипропионат; 3-гидрокси-1,1-диметилбутил-2-этил-пероксигексаноат и их комбинации.

Пригодные монопероксикарбонаты могут включать, например, OO-трет-бутил-O-(изопропил)монопероксикарбонат; OO-трет-амил-O-(изопропил)монопероксикарбонат; OO-трет-бутил-O-(2-этилгексил)монопероксикарбонат; OO-трет-амил-O-(2-этилгексил)монопероксикарбонат; полиэфир поли(OO-трет-бутилмонопероксикарбонат); OO-трет-бутил-O-поликапролактонмонопероксикарбонат; 2,5-диметил-2,5-бис(изопропоксикарбонил-перокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-бис(изопропоксикарбонил-перокси)гексин-3 и их комбинации.

Пригодные пероксикетали могут включать, например, 1,1-ди(трет-бутилперокси)-3,3,5-триметилциклогексан; 1-трет-амилперокси-1-метоксициклогексан; 1-трет-бутилперокси-1-метоксициклогексан; 1,1-ди(трет-бутилперокси)циклогексан; 1,1-ди(трет-амилперокси)циклогексан; н-бутил-4,4-ди(трет-бутилперокси)валерат; 4,4-бис(трет-бутилперокси)валериановая кислота; этил-3,3-ди(трет-амилперокси)бутаноат; этил-3,3-ди(трет-бутилперокси)бутаноат; этил-3,3-ди(трет-бутилперокси)бутират; 2,2-ди(трет-бутилперокси)бутан; 2,2-ди(трет-амилперокси)бутан; 2,2-ди(трет-бутилперокси)пропан; 2,2-ди(трет-амилперокси)пропан; 2,2-ди(трет-бутилперокси)-4-метилпентан; 2,2-бис(4,4-ди[трет-амилперокси]циклогексил)пропан и их комбинации.

Пригодные диацилпероксиды могут включать, например, дидеканоилпероксид; дилауроилпероксид; дибензоилпероксид; ди(метилбензоил)пероксид; 2,4-дихлорбензоилпероксид и их комбинации.

Пригодные кетонпероксиды могут включать, например, 2,4-пентандионпероксид; метилэтилкетонпероксид; метилизобутилкетонпероксид и их смеси.

Пригодные гидрокпероксиды могут включать, например, 2,5-дигидроперокси-2,5-диметилгексан; гидропероксид кумена; трет-бутилгидропероксид; трет-амилгидропероксид; трет-октилгидропероксид; пероксид водорода (H2O2); 1,1,3,3-тетраметилбутилгидропероксид; пара-ментангидропероксид; диизопропилбензолмоногидропероксид; диизопропилбензолдигидропероксид и их комбинации.

Пригодные пероксидикарбонаты могут включать, например, ди(4-трет-бутилциклогексил)пероксидикарбонат; ди(циклогексил)пероксидикарбонат; ди(2-феноксиэтил)пероксидикарбонат; димиристилпероксидикарбонат; дицетилпероксидикарбонат и их комбинации.

Пригодные диалкилпероксиды могут включать, например, дикумилпероксид; изопропенилкумилкумилпероксид; изопропилкумилкумилпероксид; мета/пара-ди-трет-бутилпероксидиизопропилбензол (a,a'-бис(трет-бутилперокси)диизопропилбензол); трет-бутилпероксиизопропилбензол(трет-бутилкумилпероксид); мета-изопропилолкумил-трет-бутилпероксид(трет-бутил-3-изопропилкумилпероксид); трет-бутил-3-изопропенилкумилпероксид(мета-изопропенилкумил-трет-бутилпероксид); трет-бутил-4-изопропенилкумилпероксид; трет-бутил-3-изопропилкумилпероксид; мета/пара-ацетилкумил-трет-бутилпероксид; 2,4-диаллилокси-6-трет-бутилпероксид-1,3,5-триазин; 3,3,5,7,7-пентаметил-1,2,4-триоксепан (например, TRIGONOX® 311); 3,6,9-триэтил-3,6,9-триметил-1,4,7-трипероксонан (например, TRIGONOX® 301); ди-трет-бутилпероксид; 2-метокси-2-трет-бутилпероксипропан; ди-трет-амилпероксид; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-бутилперокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-амилперокси)гексан; 2,5-диметил-2,5-ди(трет-бутилперокси)гексин-3; 1,3-диметил-3(трет-бутилперокси)бутил-N[1-{3-(1-метилэтенил)фенил}1-метилэтил]карбамат; 4-(трет-амилперокси)-4-метил-2-пентанол; 4-(трет-бутилперокси)-4-метил-2-пентанол; 3-(трет-бутилперокси)-3-метил-2-пентанон; 4-метил-4-(трет-бутилперокси)-2-пентанон (например, LUPEROX® 120); 1-метокси-1-трет-бутилпероксициклогексан; 2,4,6-три(трет-бутилперокси)триазин; трет-бутил-1,1,3,3-тетраметилбутилпероксид; 3-метил-3-(трет-бутилперокси)-2-бутанол (например, LUPEROX® 240); 3-метил-3(трет-амилперокси)-2-бутанол (например, LUPEROX® 540) и их комбинации.

Согласно конкретным вариантам осуществления пероксид в разжижающей композиции настоящего изобретения содержит, состоит главным образом из или состоит из трет-бутилгидропероксида. Согласно этим вариантам осуществления разжижающая композиция предпочтительно может содержать, состоять главным образом из или состоять из воды и трет-бутилгидропероксида.

Альтернативно, разжижающая композиция предпочтительно может содержать, состоять главным образом из или состоять из воды, трет-бутилгидропероксида и по меньшей мере одного спирта (например, предпочтительно пропиленгликоля, бутилового спирта, такого как трет-бутиловый спирт, или их комбинации) и/или по меньшей мере одного сахарида (например, предпочтительно моносахаридов и дисахаридов, таких как фруктоза и сахароза). Без ограничения какой-либо теорией считается, что, если один или несколько спиртов включены в разжижающую композицию, спирт(-ы) и/или сахариды способствуют предотвращению восстановления флюида на водной основе для обработки пласта, т.е. они обеспечивают поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта после снижения температуры флюида на водной основе для обработки пласта от температуры разжижения 90-300°F (например, 100-280°F, или 170-230°C, или 180-250°F, или 200-240°C) до температуры ниже температуры разжижения (например, после снижения температуры разжижения до комнатной температуры).

Применяемая в данном документе ʺстепень восстановленияʺ относится к проценту вязкости перед разжижением, который флюид на водной основе для обработки пласта восстанавливает после разжижения и снижения температуры до температуры ниже температуры разжижения (например, после снижения температуры до комнатной температуры). Иными словами, степень восстановления относится к повышению вязкости флюида на водной основе для обработки пласта после того, как (i) он разжижался при температуре разжижения от 90°F до 300°F (например, 100-280°F, или 170-230°C, или 180-250°F, или 200-240°C), и (ii) температура затем снижалась до температуры ниже температуры разжижения (например, после снижения температуры разжижения до комнатной температуры) в течение некоторого периода времени, относительно вязкости флюида на водной основе для обработки пласта ʺперед разжижениемʺ, т.е. перед разжижением при 90-300°F (например, 100-280°F, или 170-230°C, или 180-250°F, или 200-240°C). Например, если вязкость ʺперед разжижениемʺ составляет 500 сантипуаз, вязкость ʺпосле разжиженияʺ составляет 10 сантипуаз, а вязкость после снижения температуры до температуры ниже температуры разжижения составляет 60 сантипуаз, тогда степень восстановления составляет (60-10)/500=10%. Если нет повышения вязкости после разжижения флюида на водной основе для обработки пласта при температуре от 90°F до 300°F, и температура затем снижалась в течение некоторого периода времени, то восстановление не происходит.

Степень восстановления, которая наблюдается, когда разжижающая композиция содержит по меньшей мере один спирт (например, пропиленгликоль и/или трет-бутиловый спирт), меньше, чем степень восстановления, которая наблюдается с разжижающими композициями, которые не содержат по меньшей мере один спирт (например, пропиленгликоль и/или трет-бутиловый спирт). Согласно конкретным вариантам осуществления разжижающая композиция обеспечивает поддержание такой же вязкости ʺпосле разжиженияʺ флюида на водной основе для обработки пласта от приблизительно 0,2 спз до приблизительно 10 спз в течение некоторого периода времени при комнатной температуре (например, в течение по меньшей мере 10 минут, по меньшей мере 30 минут, по меньшей мере одного часа, по меньшей мере трех часов, по меньшей мере шести часов, по меньшей мере двенадцати часов или по меньшей мере 24 часов). Это означает, что разжижающая композиция может полностью препятствовать любому восстановлению, так что в течение данного периода времени восстановления не наблюдают. Согласно другим вариантам осуществления разжижающая композиция по существу предотвращает восстановление флюида на водной основе для обработки пласта (т.е. наблюдается только ʺчастичное восстановлениеʺ), что означает, что наблюдаемая степень восстановления во флюиде на водной основе для обработки пласта составляет от приблизительно 0,1% до приблизительно 60%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 50%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 40%, от приблизительно 0,1% до приблизительно 30%, от приблизительно 0,1% до приблизительно 20%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 15%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 10%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 5%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 1%.

Как описано ниже в примере 1, восстановления флюида на водной основе для обработки пласта не наблюдали, если разжижающая композиция настоящего изобретения содержала воду, трет-бутилгидропероксид и пропиленгликоль. Как описано ниже в примере 2, частичное ингибирование восстановления флюида на водной основе для обработки пласта наблюдали, если разжижающая композиция настоящего изобретения содержала воду и трет-бутилгидропероксид.

Согласно конкретным вариантам осуществления разжижающая композиция не содержит этиленгликоль. Согласно дополнительным вариантам осуществления степень восстановления, которую наблюдали, когда спирт в разжижающей композиции содержит, состоит главным образом из или состоит из пропиленгликоля, меньше степени восстановления, которую наблюдали, когда разжижающая композиция является такой же, за исключением того, что она содержит этиленгликоль вместо пропиленгликоля (например, по меньшей мере на 50% меньше, или по меньшей мере не 60% меньше, или по меньшей мере на 70% меньше, или по меньшей мере на 80% меньше, или по меньшей мере на 90% меньше).

Подходящие спирты могут включать, например, гликоли, и/или бутиловые спирты, и/или триолы (например, глицерин), и/или моносахариды, и/или дисахариды (например, фруктозу и сахарозу). В одном аспекте настоящего изобретения спирт является водорастворимым. Спирт может быть одноатомным спиртом (содержащим одну гидроксильную группу на молекулу), и/или многоатомным спиртом, таким как гликоль (содержащий две или более гидроксильных групп на молекулу), и/или триолом (например, глицерином).

Согласно конкретным вариантам осуществления разжижающая композиция содержит от 0,01% до 5% спирта(-ов), или от 0,1% до 5% спирта(-ов), или от 0,1% до 3% спирта(-ов), или от 0,5% до 5% спирта(-ов), или от 0,5% до 3% спирта(-ов), или от 0,5% до 2% спирта(-ов), или от 0,5% до 1,5% спирта(-ов), или от 0,5% до 1% спирта(-ов), или приблизительно 1% спирта(-ов), или приблизительно 0,95% спирта(-ов) в воде. Согласно дополнительным вариантам осуществления разжижающая композиция содержит от 5% до 30% спирта(-ов) относительно пероксида(-ов), или от 10% до 30%, или от 10% до 25%, или от 15% до 25%, или от 15% до 20%, или от 20% до 30%, или от 20% до 25% относительно пероксида(-ов).

Согласно конкретным вариантам осуществления спирт(-ы), включенные в разжижающую композицию, выбрано из группы, состоящей из гликолей, бутиловых спиртов, триолов, высших полиолов, моносахаридов, дисахаридов и их комбинации. Альтернативно, спирт(-ы) содержит, состоит главным образом из или состоит из пропиленгликоля и/или бутилового спирта(-ов) (например, трет-бутилового спирта). Согласно этим вариантам осуществления разжижающая композиция может содержать, состоять главным образом из или состоять из воды; по меньшей мере одного пероксида (например, трет-бутилгидропероксида) и по меньшей мере одного спирта, выбранного из группы, состоящей из пропиленгликоля, бутилового спирта (например, трет-бутилового спирта) и их комбинации.

Согласно конкретным вариантам осуществления разжижающая композиция содержит, состоит главным образом из или состоит из

воды в количестве от 85% до 98% (например, от 88% до 95% или от 92% до 96%),

по меньшей мере одного пероксида (например, трет-бутилгидропероксида) в количестве от 1% до 10%, и

необязательно по меньшей мере одного спирта (например, пропиленгликоля и/или трет-бутилового спирта) в количестве от 0,01 до 5%.

Согласно конкретным вариантам осуществления разжижающая композиция также содержит ацетон.

Согласно альтернативным вариантам осуществления разжижающая композиция содержит ацетон и не содержит какие-либо спирты, так что разжижающая композиция содержит, состоит главным образом из или состоит из воды, по меньшей мере одного пероксида (например, трет-бутилгидропероксида) и ацетона.

Согласно конкретным вариантам осуществления разжижающая композиция не находится в виде эмульсии масло в воде или вода в масле, т.е. разжижающая композиция находится в неэмульгированном виде. Например, в некоторых вариантах осуществления разжижающая композиция не является микроэмульсией или наноэмульсией.

Другой аспект настоящего изобретения относится к флюиду для обработки пласта на водной основе, который объединяли с разжижающей композицией. Согласно конкретному варианту осуществления флюид на водной основе для обработки пласта содержит, состоит главным образом из или состоит из

воды;

гелеобразующего средства;

сшивающего средства и

любого варианта осуществления разжижающих композиций, описанных в настоящем документе, например, разжижающей композиции, которая содержит, состоит главным образом из или состоит из

воды;

по меньшей мере одного пероксида (например, трет-бутилгидропероксида) и

необязательно по меньшей мере одного спирта (например, пропиленгликоля и/или трет-бутилового спирта).

По меньшей мере один пероксид и по меньшей мере один необязательный спирт находятся в количествах, эффективных для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F (например, 100-280°F или 180-250°F) и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F (например, до комнатной температуры).

В различных вариантах осуществления настоящего изобретения разжижающая композиция включена во флюид на водной основе для обработки пласта в количестве от приблизительно 0,05 GPT (галлон на тысячу) до приблизительно 10 GPT пероксида, от приблизительно 0,1 GPT до приблизительно 5 GPT пероксида, или от приблизительно 0,2 GPT до приблизительно 2 GPT пероксида, или приблизительно 1,0 GPT пероксида.

Флюид на водной основе для обработки пласта содержит по меньшей мере одно гелеобразующее средство, т.е. полимер, способный работать в качестве загустителя, для загущения флюида на водной основе для обработки пласта. Подходящие гелеобразующие средства обычно имеют высокую молекулярную массу и повышают вязкость флюида на водной основе для обработки пласта для облегчения образования разрывов и перемещения расклинивающего наполнителя в разрывы. Концентрацию гелеобразующие средства(средств) во флюиде на водной основе для обработки пласта, можно выбрать и контролировать таким образом, чтобы придать флюиду вязкость и другие реологические характеристики, необходимые или требуемые для конкретного конечного использования. В различных вариантах осуществления настоящего изобретения, например, гелеобразующее средство(средства) включены во флюид на водной основе для обработки пласта в количестве от приблизительно 5 GPT до приблизительно 15 GPT гелеобразующего средства(средств), или от приблизительно 6 GPT до приблизительно 14 GPT гелеобразующего средства(средств), или от приблизительно 8 GPT до приблизительно 12 GPT гелеобразующего средства(средств), или приблизительно 10 GPT гелеобразующего средства(средств).

Пригодные гелеобразующие средства включают способные к гидратации полисахариды, полиакриламиды, сополимеры полиакриламидов, полимолочную кислоту и поливиниловый спирт. Способные к гидратации полисахариды могут включать галактоманнановые смолы и их производные, глюкоманнановые смолы и их производные и производные целлюлозы. Примерами таких соединений являются гуаровая смола, смола рожкового дерева, смола карайи, карбоксиметилгуар натрия, гидроксиэтилгуар, карбоксиметилгидроксиэтилгуар натрия, гидроксипропилгуар, натрия карбоксиметилгидроксиметилцеллюлоза, натрия карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгуар (CMG), карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG) и гидроксиэтилцеллюлоза.

В одном варианте осуществления гелеобразующее средство выбрано из группы, состоящей из полисахаридов, производных полисахаридов, полиакрилатов, полиакриламидов, сополимеров акриламида и метилпропансульфоновой кислоты, поливиниловых спиртов, полимолочных кислот, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира и полиэтиленоксидов. В иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения гелеобразующее средство во флюиде на водной основе для обработки пласта может включать функционализированные гуаровые производные, гуаровую смолу и их комбинации. Можно использовать любое пригодное гелеобразующее средство, водорастворимое или не растворимое в воде. В иллюстративном варианте осуществления, однако, гелеобразующее средство является водорастворимым или водонабухающим. Во флюиде на водной основе для обработки пласта можно использовать одно гелеобразующее средство или комбинацию гелеобразующих средств. Например, полимеры гуарового типа (водорастворимые) и полиакриламидного типа (водоустойчивые) можно использовать в комбинации. Для достижения необходимой вязкости можно использовать любое пригодное соотношение полимеров.

Сшивающие средства или другие добавки можно также включать во флюид на водной основе для обработки пласта для повышения вязкости. Сшивающие средства, пригодные для повышения вязкости гелеобразующих средств, используемых во флюидах для гидроразрыва, хорошо известны в данной области техники (например, содержащие бораты, цирконий, алюминий, титан и хром сшивающие средства). В одном варианте осуществления настоящего изобретения используют гелеобразующее средство, которое является полисахаридом, сшитым по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из содержащих бораты, цирконий, алюминий, титан и хром сшивающих средств. Например, гуар или полимер на основе дериватизированного гуара может быть сшит с боратами (борной кислотой) или соединениями циркония или обоими. Сшивающее средство может иметь или может не обладать свойствами замедления времени сшивания. Например, сшивающее средство может быть латентным сшивающим средством, которое активируется исключительно при воздействии конкретных условий, например, повышенной температуры. Предпочтительные сшивающие средства включают боратные и цирконатные сшиватели. В различных вариантах осуществления настоящего изобретения сшивающее средство включено во флюид на водной основе для обработки пласта в количестве от приблизительно 0,5 GPT до приблизительно 10 GPT гелеобразующего средства, или от приблизительно 1 GPT до приблизительно 8 GPT гелеобразующего средства, или от приблизительно 1 GPT до приблизительно 5 GPT гелеобразующего средства, или от приблизительно 2 GPT до приблизительно 4 GPT гелеобразующего средства, или приблизительно 3 GPT гелеобразующего средства.

Согласно конкретным вариантам осуществления флюид на водной основе для обработки пласта также содержит по меньшей мере один регулятор pH, такой как одна или несколько кислот, оснований, буферов и пр. Согласно конкретным вариантам осуществления регулятор pH содержит, состоит главным образом из или состоит из гидроксида натрия (например, 25% NaOH в воде). Согласно дополнительным вариантам осуществления регулятор(-ы) pH включает буфер с высоким pH (например, буфер с pH более 7). Регулятор(-ы) pH предпочтительно включен в количестве, эффективном для достижения pH флюида на водной основе для обработки пласта перед добавлением сшивающего средства, который более 7 и менее 13, более предпочтительно от приблизительно 9 до приблизительно 12, еще более предпочтительно от приблизительно 9,5 до приблизительно 11 (например, когда флюид на водной основе для обработки пласта содержит воду, гуаровый полимер-загуститель и боратный сшиватель, как описано в примере 1 ниже). Согласно альтернативным вариантам осуществления pH флюида на водной основе для обработки пласта перед добавлением сшивающего средства составляет от приблизительно 4 до приблизительно 5 (например, когда флюид на водной основе для обработки пласта содержит воду, карбоксиметилгидроксипропилгуар и циркониевый сшиватель). Например, регулятор pH может быть включен во флюид на водной основе для обработки пласта в количестве от приблизительно 0,05 GPT до приблизительно 10 GPT, от приблизительно 0,1 GPT до приблизительно 5 GPT, или от приблизительно 0,2 GPT до приблизительно 2 GPT, или от приблизительно 1 GPT до приблизительно 2 GPT, или приблизительно 1,5 GPT.

Флюид на водной основе для обработки пласта может включать один или несколько расклинивающих наполнителей. Расклинивающие наполнители или расклинивающие средства переносятся флюидом на водной основе для обработки пласта и осаждаются в трещинах, созданных гидравлическим разрывом, так что они могут поддерживать трещины открытыми с помощью расклинивающего наполнителя. Расклинивающий наполнитель остается в полученных разрывах для предотвращения закрытия разрывов и для образования канала, проходящего от ствола скважины в пласт сразу после извлечения флюида для гидроразрыва. Можно использовать любой пригодный расклинивающий наполнитель(-и), такой как песок, синтетический керамический расклинивающий наполнитель или покрытый смолой/полимерами расклинивающий наполнитель, как хорошо известно в данной области.

Флюид на водной основе для обработки пласта может содержать один или несколько ʺпромоторовʺ для активации или ускорения разложения гелеобразующего средства. Пригодные промоторы могут включать любую соль тиосульфата, при этом тиосульфат соответствует анионным химическим частицам S2O32-. Пригодные промоторы также включают любую соль сульфита, при этом сульфит соответствует анионным химическим частицам SO32-, а также любую соль бисульфита, при этом бисульфит соответствует анионным химическим частицам HSO3-. Соли эриторбовой кислоты также пригодны для применения в качестве промотора. Можно также использовать комбинации различных типов таких промоторов. В одном аспекте настоящего изобретения промотор является водорастворимым. Катион(-ы), связанный с анионом промотора, может, например, представлять собой аммоний, катионы щелочных металлов, такие как катионы натрия или калия, катионы щелочноземельных металлов, такие как катион кальция, катионы металлов, таких как серебро, железо, медь, кобальт, марганец, ванадий и пр., и их комбинации. Иллюстративные примеры конкретных тиосульфатных солей, приемлемых в соответствии с настоящим изобретением, включают, но без ограничений, тиосульфат натрия, тиосульфат калия, тиосульфат аммония, тиосульфат серебра, тиосульфат железа, тиосульфат меди, тиосульфат кобальта, тиосульфат кальция, тиосульфат марганца, тиосульфат ванадия и их комбинации. Сульфит натрия, бисульфит натрия и эриторбат натрия также являются пригодными в качестве промоторов в соответствии с настоящим изобретением. Тиосульфат натрия является предпочтительным. Промотор может, например, быть включен во флюид на водной основе для обработки пласта в виде обычной твердой соли, в виде инкапсулированной в полимере/покрытой полимером (замедленное высвобождение) твердой соли, солей с неполимерными покрытиями или в виде концентрированного водного раствора соли.

Можно выбирать и контролировать концентрацию промотора, такого как тиосульфатная соль, во флюиде на водной основе для обработки пласта, для достижения необходимого уровня стимуляции по отношению к пероксиду. В одном аспекте настоящего изобретения во флюиде на водной основе для обработки пласта присутствует количество промотора, такого как тиосульфатная соль, которое эффективно для снижения температуры разжижения флюида на водной основе для обработки пласта, по сравнению с температурой разжижения, проявляемой флюидом на водной основе для обработки пласта в отсутствие такого промотора. Включение одного или нескольких промоторов во флюид на водной основе для обработки пласта в соответствии с настоящим изобретением может, таким образом, эффективно увеличить или расширить диапазон приемлемых рабочих температур разжижающей композиции. Промоторы могут также или альтернативно снижать время разложения при заданной температуре.

Как правило, состав флюида на водной основе для обработки пласта будут разрабатывать так, чтобы он содержал, в различных вариантах осуществления настоящего изобретения, от приблизительно 0,001% до приблизительно 10%, от приблизительно 0,002% до приблизительно 5%, от приблизительно 0,005% до приблизительно 2,5% или от приблизительно 0,01% до приблизительно 1,5% всего промотора. Альтернативно, флюид на водной основе для обработки пласта может содержать от приблизительно 0,1 GPT до приблизительно 8 GPT, или от приблизительно 1 GPT до приблизительно 6 GPT, или от приблизительно 2 GPT до приблизительно 5 GPT промотора.

Другой аспект настоящего изобретения относится к способу поддержания сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта (т.е. способу полного или значительного предотвращения восстановления флюида на водной основе для обработки пласта), который содержит, состоит главным образом из или состоит из объединения разжижающей композиции с флюидом на водной основе для обработки пласта, при этом разжижающая композиция (i) обеспечивает снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F (например, от 100°F до 280°F или от 180°F до 250°F) и (ii) облегчает поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F (например, до комнатной температуры). Иными словами, способ включает введение разжижающей композиции во флюид на водной основе для обработки пласта в количестве, эффективном для обеспечения снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре от 90°F до 300°F (например, от 100°F до 280°F или от 180°F до 250°F) и для поддержания сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта (т.е. чтобы полностью или значительно предотвратить восстановление флюида на водной основе для обработки пласта) в течение некоторого периода времени после снижения температуры флюида на водной основе для обработки пласта (например, в течение по меньшей мере пяти минут, по меньшей мере 15 минут, по меньшей мере 30 минут, по меньшей мере одного часа, по меньшей мере трех часов, по меньшей мере шести часов, по меньшей мере двенадцати часов, или по меньшей мере 24 часов). Любые варианты осуществления разжижающей композиции и флюида на водной основе для обработки пласта, описанные в настоящем документе, можно использовать согласно данному способу (например, флюид на водной основе для обработки пласта, содержащий гелеобразующее средство и сшивающее средство, и разжижающая композиция, содержащая, состоящая главным образом из или состоящая из воды, трет-бутилгидропероксида и необязательно пропиленгликоля).

Согласно конкретным вариантам осуществления разжижающая композиция полностью предотвращает любое восстановление, и никакого восстановления не наблюдают в течение некоторого периода времени. Согласно другим вариантам осуществления разжижающая композиция по существу предотвращает восстановление флюида на водной основе для обработки пласта (т.е. степень восстановления, наблюдаемая во флюиде на водной основе для обработки пласта, составляет от приблизительно 0,1% до приблизительно 20%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 15%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 10%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 5%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 1%).

Другой аспект настоящего изобретения относится к способу разрыва подземного пласта, содержащему, состоящему главным образом из или состоящему из введения в подземный пласт в условиях разрыва флюида на водной основе для обработки пласта и разжижающей композиции по настоящему изобретению. Флюид на водной основе для обработки пласта и разжижающую композицию можно вводить одновременно (например, флюид на водной основе для обработки пласта, который уже был объединен с разжижающей композицией перед введением) или отдельно (например, когда флюид на водной основе для обработки пласта вводят в пласт, а затем разжижающую композицию, или наоборот). Флюид на водной основе для обработки пласта подают в необходимое место в подземном пласте и флюид на водной основе для обработки пласта поддерживают при достаточной вязкости для образования по меньшей мере одного разрыва. Разжижающая композиция позволяет разрушать гелеобразующее средство и снижать вязкость флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F (например, от 100°F до 280°F или от 180°F до 250°F). После снижения температуры (например, до комнатной температуры) разжижающая композиция обеспечивает поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта. Любые варианты осуществления разжижающей композиции и флюида на водной основе для обработки пласта, описанные в настоящем документе, можно использовать согласно данному способу.

Варианты осуществления, описанные в данном документе, предназначены для иллюстрации настоящего изобретения и не являются его ограничениями. Специалисту в данной области будет понятно, что модификации вариантов осуществления и примеры настоящего раскрытия могут быть осуществлены без отступления от объема настоящего раскрытия.

Варианты осуществления настоящего изобретения описаны выше с использованием термина ʺсодержащийʺ и его вариаций. Однако термин ʺсодержащийʺ может быть замещен по желанию авторов изобретения в любом из вариантов осуществления, описанных в данном документе, на ʺсостоящий изʺ и ʺсостоящий главным образом изʺ без отступления от объема настоящего изобретения. Если не указано иное, то все значения, приведенные в данном документе, предполагают до включительно и включают указанные начальные точки и конечные точки.

Следующие примеры дополнительно иллюстрируют варианты осуществления настоящего изобретения и должны толковаться как иллюстративные, а не ограничивающие его.

ПРИМЕРЫ

Флюиды на водной основе для обработки пласта получали как описано в примерах ниже. Вязкость измеряли согласно API RP 39 (ʺRecommended Practices on Measuring the Viscous Properties of a Cross-Linked Water-Based Fracturing Fluidʺ, API Recommended Practice 39, 3rd Edition, May 1998), за исключением того, что скорость сдвига составляла 40 с-1, а объем флюида составлял 52 мл.

Пример 1 Согласно настоящему изобретению флюид на водной основе для обработки пласта получали с использованием 500 мл воды, 10 GPT (галлонов на тысячу) суспензии гуарового полимера-загустителя, 1,5 GPT 25% NaOH в воде, 3 GPT боратного сшивателя с замедленным действием и 1,0 GPT 5% по весу трет-бутилгидропероксида, объединенного с 0,95% по весу пропиленгликоля в воде. Состав флюида на водной основе для обработки пласта получали и определяли в соответствии со следующей процедурой. Воду добавляли в стеклянный стакан с широким горлышком с вертикальной мешалкой при 730 об./мин. Суспензию гуарового полимера-загустителя добавляли с помощью шприца на 5 мл и обеспечивали перемешивание в течение 10 минут. Раствор NaOH добавляли для доведения pH до 10,5. Боратный сшиватель с замедленным действием затем добавляли, после чего 5% по весу трет-бутилгидропероксида и обеспечивали перемешивание в течение 1 минуты. После получения состава флюида на водной основе для обработки пласта 52 мл переносили с помощью шприца в чашку для образцов реометра Grace M5600. После успешного испытания на разжижение при 230°F и скорости сдвига 40 с-1 флюиду для обработки пласта на водной основе позволяли остыть с 86°F до 68°F, в то же время проверяя влияние повышения вязкости (часто называемого восстановление) путем тестирования на реометре Grace M5600, используя постоянную скорость сдвига 40 с-1.

Комбинация 1 GPT 5% по весу трет-бутилгидропероксида и 0,95% по весу PG (пропиленгликоля) давала полное разжижение вязкости гуарового флюида через 50 минут при 230°F, смотрите фиг. 1. Охлаждение данного разжиженного гуарового флюида от 86°F до 68°F и измерение его вязкости в реометре Grace M5600 при 40 с-1 является желательно низким (вязкость около нуля сантипуаз). См. фиг. 1A. Это показывает, что восстановление разжиженного гуарового флюида для гидроразрыва не происходило. Полное ингибирование восстановления более желательно, чем частичное восстановление, и еще более желательно, чем полное восстановление флюида на водной основе для обработки пласта.

Пример 2 Второй образец получали, следуя той же процедуре, что и в примере 1, за исключением того, что пропиленгликоль не включали в разжижитель с 5% по весу трет-бутилгидропероксида. Данный разжижитель, состоящий из 5% по весу раствора трет-бутилгидропероксида, обеспечивал неожиданное частичное восстановление гуарового флюида, что является желательным результатом по сравнению с полным восстановлением гуарового флюида после полного разжижения при использовании персульфата аммония в примере 3. Использование 5% по весу трет-бутилгидропероксида давало преимущество и желательный результат по сравнению с разжижителем на основе персульфата аммония.

На фиг. 2 можно увидеть, что при 230°F вязкость гуара обеспечивала конечную вязкость приблизительно ноль сантипуаз через 90 минут. Однако после охлаждения данного разжиженного гуарового флюида от 86°F до 68°F вязкость флюида частично восстанавливалась от нуля спз до приблизительно 750 сантипуаз или на приблизительно половину исходной вязкости >1500 спз. Это было неожиданным и желательным результатом при использовании 5% по весу раствора трет-бутилгидропероксида по сравнению с использованием твердого персульфата аммония, что приводило к полному восстановлению флюида для гидроразрыва на основе гуара в примере 3.

Пример 3 Третий образец получали, следуя той же процедуре, что и в примере 1, за исключением того, что 0,255 PPT (фунтов на тысячу галлонов флюида) твердого неорганического пероксида, персульфата аммония, использовали в качестве разжижителя. Разжижитель на основе персульфата аммония не использовали с пропиленгликолем или трет-бутилгидропероксидом. Результаты образца примера 3 показаны на фиг. 3.

После достижения гуаровым флюидом для гидроразрыва высокой вязкости при 200°F за 90 минут полного разжижения получали гуаровый флюид, в котором конечная измеренная вязкость показывала вязкость ноль сантипуаз через 90 минут. Охлаждение данного разжиженного флюида низкой вязкости от 200°F до диапазона от 86°F до 68°F, а затем измерение данного разжиженного флюида, показало, что разжижитель на основе персульфата аммония обеспечивал неудовлетворительные рабочие характеристики. Охлажденный флюид, который разжижали при 200°F до желаемых нуля сантипуаз, полностью восстанавливался, т.е. возвращал всю исходную вязкость в приблизительно 2000 сантипуаз при охлаждении до комнатной температуры. Таким образом, конечная измеренная вязкость разжиженного флюида при комнатной температуре не отличалась от исходной вязкости перед использованием разжижителя на основе персульфата аммония. Флюид на основе гуара восстанавливал свою исходную высокую вязкость, что нежелательно, поскольку это делает более сложной обработку флюида при попытке добычи разжиженного флюида из скважины.

Пример 4 Четвертый образец получали, следуя той же процедуре, что и в примере 1, за исключением того, что исключали использование 0,95% по весу пропиленгликоля и заменяли его 0,95% по весу глицерином, который объединяли с разжижителем на основе 5% по весу трет-бутилгидропероксида. Результаты показаны на фиг. 4. Полное разжижение флюида на основе гуара получали при 230°F. Охлаждение данного полностью разжиженного флюида от 230°F до диапазона 86°F - 68°F и снова измерение вязкости охлажденного флюида, как в процедуре, указанной в примере 1 при скорости сдвига 40 с-1, не показало восстановления гуарового флюида.

Пример 5 Пятый образец получали, следуя той же процедуре, что и в примере 1, за исключением того, что исключали использование 0,95% по весу пропиленгликоля и заменяли на 0,95% по весу

фруктозы, которую объединяли с разжижителем на основе 5% по весу трет-бутилгидропероксида. Результаты показаны на фиг. 5. Полное разжижение флюида на основе гуара получали при 230°F. Охлаждение данного полностью разжиженного флюида от 230°F до диапазона 86°F - 68°F и снова измерение вязкости охлажденного флюида, как в процедуре, указанной в примере 1 при скорости сдвига 40 с-1, не показало восстановления гуарового флюида.

Пример 6 Шестой образец получали, следуя той же процедуре, что и в примере 1, за исключением того, что исключали использование 0,95% по весу пропиленгликоля и заменяли на 0,95% по весу сахарозу, которую объединяли с разжижителем на основе 5% по весу трет-бутилгидропероксида. Результаты показаны на фиг. 6. Полное разжижение флюида на основе гуара получали при 230°F. Охлаждение данного полностью разжиженного флюида от 230°F до диапазона 86°F - 68°F и снова измерение вязкости охлажденного флюида, как в процедуре, указанной в примере 1 при скорости сдвига 40 с-1, не показало восстановления гуарового флюида.

Пример 7 Седьмой образец получали, следуя той же процедуре, что и в примере 1, за исключением того, что исключали использование 0,95% по весу пропиленгликоля и заменяли на 0,95% по весу трет-бутиловый спирт, который объединяли с разжижителем на основе 5% по весу трет-бутилгидропероксида. Результаты показаны на фиг. 7. Полное разжижение флюида на основе гуара получали при 230°F. Охлаждение данного полностью разжиженного флюида от 230°F до диапазона 86°F - 68°F и снова измерение вязкости охлажденного флюида, как в процедуре, указанной в примере 1 при скорости сдвига 40 с-1, не показало восстановления гуарового флюида.

1. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, причем водная неэмульгированная разжижающая композиция содержит:

воду;

по меньшей мере один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид; и

по меньшей мере один спирт, выбранный из группы, состоящей из пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида и их комбинации, при этом по меньшей мере один водорастворимый органический пероксид и по меньшей мере один спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

2. Водная неэмульгированная разжижающая композиция по п.1, где по меньшей мере один органический пероксид и по меньшей мере один спирт присутствует в количестве, эффективном для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F до комнатной температуры.

3. Водная неэмульгированная разжижающая композиция по п.1, дополнительно содержащая ацетон.

4. Водная неэмульгированная разжижающая композиция по п.1, где спирт представляет собой пропиленгликоль.

5. Водная неэмульгированная разжижающая композиция по п.1, где спирт представляет собой трет-бутиловый спирт.

6. Водная неэмульгированная разжижающая композиция по п.1, где по меньшей мере один органический пероксид характеризуется растворимостью в воде от 3 г/100 г до 18 г/100 г при комнатной температуре и атмосферном давлении.

7. Водная неэмульгированная разжижающая композиция по п.1, содержащая от 0,1% до 10% трет-бутилгидропероксида.

8. Водная неэмульгированная разжижающая композиция по п.1, содержащая от 0,1% до 5% пропиленгликоля.

9. Водная неэмульгированная разжижающая композиция по п.1, содержащая от 85% до 98% воды.

10. Флюид на водной основе для обработки пласта, содержащий: воду; по меньшей мере, одно гелеобразующее средство; по меньшей мере одно сшивающее средство; и водную неэмульгированную разжижающую композицию по п.1.

11. Флюид на водной основе для обработки пласта по п.10, где по меньшей мере одно гелеобразующее средство представляет собой гуар или полимер на основе дериватизированного гуара.

12. Флюид на водной основе для обработки пласта по п.10, где по меньшей мере одно сшивающее средство выбрано из группы, состоящей из боратных сшивателей, циркониевых сшивателей, алюминиевых сшивателей, титановых сшивателей, хромовых металлорганических сшивателей и их комбинации.

13. Флюид на водной основе для обработки пласта по п.10, дополнительно содержащий регулятор pH.

14. Флюид на водной основе для обработки пласта по п.10, дополнительно содержащий расклинивающий наполнитель.

15. Флюид на водной основе для обработки пласта по п.10, дополнительно содержащий промотор, выбранный из группы, состоящей из тиосульфата натрия, тиосульфата калия, тиосульфата аммония, тиосульфата серебра, тиосульфата железа, тиосульфата меди, тиосульфата кобальта, тиосульфата кальция, тиосульфата марганца, тиосульфата ванадия, сульфита натрия, бисульфита натрия, эриторбата натрия и их комбинаций.

16. Способ поддержания сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта, при этом указанный способ включает

объединение водной неэмульгированной разжижающей композиции с флюидом на водной основе для обработки пласта,

при этом флюид на водной основе для обработки пласта содержит по меньшей мере одно гелеобразующее средство и по меньшей мере одно сшивающее средство,

при этом водная неэмульгированная разжижающая композиция содержит воду; по меньшей мере один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид; и по меньшей мере один спирт, выбранный из группы, состоящей из пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида и их комбинации, при этом водная неэмульгированная разжижающая композиция обеспечивает снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F, и при этом водная неэмульгированная разжижающая композиция обеспечивает поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

17. Способ по п.16, где водная неэмульгированная разжижающая композиция обеспечивает поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F до комнатной температуры.

18. Способ по п.16, где по меньшей мере один спирт содержит пропиленгликоль.

19. Способ по п.16, где по меньшей мере одно гелеобразующее средство представляет собой гуар или полимер на основе дериватизированного гуара, и по меньшей мере одно сшивающее средство выбрано из группы, состоящей из боратных сшивателей, циркониевых сшивателей, алюминиевых сшивателей, титановых сшивателей, хромовых металлорганических сшивателей и их комбинации.

20. Способ разрыва подземного пласта, включающий нагнетание в подземный пласт в условиях разрыва флюида на водной основе для обработки пласта и водной неэмульгированной разжижающей композиции, при этом флюид на водной основе для обработки пласта содержит гелеобразующее средство и сшивающее средство, при этом водная неэмульгированная разжижающая композиция содержит воду; по меньшей мере один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид; и по меньшей мере один спирт, выбранный из группы, состоящей из пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида и их комбинации, при этом водная неэмульгированная разжижающая композиция обеспечивает снижение вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F, и при этом водная неэмульгированная разжижающая композиция обеспечивает поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

21. Способ по п.20, где водная неэмульгированная разжижающая композиция обеспечивает поддержание сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F до комнатной температуры.

22. Способ по п.20, где по меньшей мере один спирт содержит пропиленгликоль.

23. Способ по п.20, где по меньшей мере одно гелеобразующее средство содержит гуар или полимер на основе дериватизированного гуара, и по меньшей мере одно сшивающее средство выбрано из группы, состоящей из боратных сшивателей, циркониевых сшивателей, алюминиевых сшивателей, титановых сшивателей, хромовых металлорганических сшивателей и их комбинации.

24. Способ по п.20, включающий одновременное нагнетание в подземный пласт флюида на водной основе для обработки пласта и разжижающей композиции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов.

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации дегазации угольного пласта методом гидравлического разрыва. Способ включает бурение в пласте скважины, нарезание инициирующей щели на её боковой поверхности, герметизацию интервала разрыва скважины, нагнетание в интервал разрыва воды под давлением и образование в породе трещины.

Изобретение относится к жидкостям для обработки скважин для применения в системах гидроразрыва подземного пласта. Жидкость для обработки скважины, содержащая мономеры акриламидного – АА полимера или сополимера, один или более сшивающих агентов – СА и одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений - ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой - АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов - КСЩМ, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот - ГК и лигносульфатов - ЛС.

Настоящее изобретение относится к жидкой композиции, содержащей нитевидные полимерные частицы, подходящей для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано в нефте- и газодобывающей промышленности. Предложенный эмульгатор инвертных эмульсий содержит маслорастворимое поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличается тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества он содержит смесь моно- и/или диалкиловых эфиров фосфорной кислоты - продукт взаимодействия пятиокиси фосфора и жирных спиртов, в качестве которых используют отдельные спирты или смесь спиртов с длиной углеводородного радикала С8-С20, при следующем соотношении компонентов, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество 20-80; углеводородный растворитель 20-80.

Группа изобретений относится к вариантам компонента и способу гидравлического разрыва пласта. Компонент содержит жидкость и множество трехмерных структур, перемешанных в жидкости.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.

Изобретение относится к нефтегазовой области, операциям гидроразрыва, в частности к средствам идентификации трещин. Техническим результатом является повышение точности определения геометрии трещины ГРП, определения ее длин на разных высотах.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации скважин, в частности бурения, очистки, промывки, обработки, гидроразрыва, освоения и исследования. Устройство содержит одинарную колонну труб, забойный двигатель с промывочным каналом в выходном валу, наддолотный переводник, долото, переводник забойного двигателя, два пакера - верхний и нижний, взаимодействующих с полостью повышенного давления, межпакерный порт для закачки технологической жидкости, каротажный прибор, струйный насос, питаемый активной средой поверхностным насосом и включающий соединенное с каналом подвода активной среды сопло, диффузор с выходом в надпакерную зону верхнего пакера и камеру смешения.

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Изобретение относится к горному делу, а именно к разработке пологопадающих угольных пластов, и может быть использовано для их дегазации. Устройство для поинтервального гидроразрыва прочных горных пород, состоящее из корпуса с каналом, установленных на нем упругих уплотнительных элементов, между которыми размещена поршневая пара, при этом рабочая камера поршневой пары сообщена с указанным каналом, а в ее цилиндре выполнено радиальное отверстие с возможностью сообщения с рабочей камерой поршневой пары, включающее реверсивное гидроударное устройство, установленное на забойной части корпуса, адаптер, соединенный с устьевой частью корпуса, и шток для подключения к буровому ставу.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации дегазации угольного пласта методом гидравлического разрыва. Способ включает бурение в пласте скважины, нарезание инициирующей щели на её боковой поверхности, герметизацию интервала разрыва скважины, нагнетание в интервал разрыва воды под давлением и образование в породе трещины.

Изобретение относится к области бурения, очистки, промывки, обработки, гидроразрыва, освоения и исследования нефтегазодобывающих скважин. Компоновка содержит одинарную колонну труб, гидравлический двигатель с герметизированным посредством уплотнителя шпинделем, выходным валом, наддолотным переводником и долотом, переводник гидравлического двигателя, два пакера - верхний и нижний, межпакерный порт для закачки технологической жидкости, струйный насос, питаемый активной средой поверхностным насосом и включающий соединенное с каналом подвода активной среды сопло, диффузор с выходом в надпакерную зону верхнего пакера и камеру смешения, соединенную с подпакерной зоной верхнего и нижнего пакера каналом подвода пассивной среды.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может найти применение при разработке коллекторов нефти и/или газа с проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации скважин, в частности бурения, очистки, промывки, обработки, гидроразрыва, освоения и исследования. Устройство содержит колонну труб, гидравлический двигатель с герметизированным шпинделем, выходным валом, наддолотным переводником и долотом, два пакера, взаимодействующих с полостью повышенного давления, струйный насос, питаемый активной средой поверхностным насосом и включающий соединенное с каналом подвода активной среды сопло, диффузор с выходом в надпакерную зону верхнего пакера и камеру смешения, соединенную с подпакерной зоной верхнего и нижнего пакера каналом подвода пассивной среды.

Изобретение относится к жидкостям для обработки скважин для применения в системах гидроразрыва подземного пласта. Жидкость для обработки скважины, содержащая мономеры акриламидного – АА полимера или сополимера, один или более сшивающих агентов – СА и одно или более железосодержащих соединений или композицию разжижителя, состоящую по существу из одного или более железосодержащих соединений - ЖСС, воды и/или одного или более соединений-усилителей, выбранных из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой - АТК кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов - КСЩМ, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот - ГК и лигносульфатов - ЛС.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F. Флюид на водной основе для обработки пласта, содержащий: воду, по меньшей мере, одно гелеобразующее средство, по меньшей мере одно сшивающее средство и указанную выше водную неэмульгированную разжижающую композицию. Способ поддержания сниженной вязкости флюида на водной основе для обработки пласта, включающий объединение указанной выше водной неэмульгированной разжижающей композиции с флюидом на водной основе для обработки пласта, содержащим по меньшей мере, одно гелеобразующее средство и по меньшей мере, одно сшивающее средство. Способ разрыва подземного пласта, включающий нагнетание в подземный пласт в условиях разрыва указанного выше флюида на водной основе для обработки пласта и указанной выше водной неэмульгированной разжижающей композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы Технический результат – повышение эффективности обработки. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 7 ил., 7 пр.

Наверх